变压器油中溶解气体分析和判断导则

1、对应的旧标准:GB 7252-87E 38 中华人民共和国国家标准 GBT 72522001neq IEC 60599：1999 变压器油中溶解气体分析和判断导则 Guide to the analysis and the diagnosisof gases dissolved in transformer oil  2001-11-02发布 2002-04-01实施    目 次 前言1 范围2 引用标准3 定义4 产气原理5 检测周期6 取样7 从油中脱出溶解气体8 气体分析方法9

2、 故障识别10 故障类型判断11 气体继电器中自由气体的分析判断12 设备档案卡片附录A（标准的附录） 样品的标签格式附录B（标准的附录） 设备档案卡片格式附录C（提示的附录） 哈斯特气体分压-温度关系附录D（提示的附录） 标准混合气的适用浓度附录E（提示的附录） 气体比值的图示法附录F（提示的附录） 充油电气设备典型故障 前 言  分析油中溶解气体的组分和含量是监视充油电气设备安全运行的最有效的措施之一。利用气相色谱法分析油中溶解气体监视充油电气设备的安全运行在我国已有30多年的使用经验。1987年由原国家标准局颁发的GBT 72521987变压器油中溶解气体分析和判断导

3、则，在电力安全生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的实践经验。随着电力生产的发展和科学技术水平的提高，对所使用的分析方法和分析结果的判断及解释均需要加以补充和修订。 本标准非等效采用IEC 60599：1999，对GBT 72521987进行修订。 主要修订内容： 1.根据国家标准编写格式的新规定增加了“引用标准”和“定义”两章，并结合本标准的内容在编写章节上做了必要的修改。 2.修改厂对故障产气原理的阐述和对非故障气体来源的分析，使得更系统清晰。 3.针对各种不同设备规定了不同的检测周期，这是本标准主要新增加的内容之一。 4.将“故障判断”改为两章：首先判断有无故障针对不同设备推荐了油中溶解气

4、体的注意值和产气速率的注意值；其次再进一步判断故障的性质及其严重程度推荐了国内最有效的判断方法和IEC 60599：1999最新推荐的方法。 5.结合科技发展，对分析方法进行了修改，并增加了对测试误差估计等相关内容。 6.在附录中增加了IEC 60599：1999及其他国外文献的最新有关判断故障类型的方法和实例，供参考。 本标准的附录A和附录B都是标准的附录。 本标准的附录C、附录D、附录E和附录F都是提示的附录。 本标准从实施之日起，代替原国家标准GBT 72521987变压器油中溶解气体分析和判断导则。 本标准由原电力工业部提出。 本标准起草单位：中国电力科学研究院。 本标准主要起草人：贾

5、瑞君、薛辰东。 本标准委托中国电力科学研究院解释。 中华人民共和国国家标准 GBT 72522001neq IEC 60599：1999代替GBT 72521987 变压器油中溶解气体分析和判断导则 Guide to the analysis and the diagnosisof gases dissolved in transformer oil  中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局2001-11-02批准 2002-04-01实施  1 范围  本标准推荐了利用油中溶解气体和自由气体浓度分析，判

6、断充油电气设备状况的方法以及建议应进一步采取的措施。 本标准适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为固体绝缘材料的电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。 分析结果的结论要结合设备的结构、检修、电气试验、运行状况以及当时、当地的环境条件等进行综合判断。 2 引用标准  下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 75971987 电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法 GBT 176231998 绝缘油中溶解气体组分含

7、量的气相色谱测定法（neq IEC 60567：1992） DLT 5961996 电力设备预防性试验规程 IEC 60567：1992 从充油电气设备取气样和油样及分析自由气体和溶解气体的导则 3 定义  本标准采用下列定义。3.1 特征气体 characteristic gases 对判断充油电气设备内部故障有价值的气体：即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。3.2 总烃 total hydrocarbon 烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。3.3 自由气体 fr

8、ee gases 非溶解于油中的气体（包括继电器中和设备内油面上的气体）。 4 产气原理 4.1 绝缘油的分解 绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。由于电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基如：CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式）这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。故障初期，所形成的气体溶解于油中

9、；当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。 低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338 kJmol）断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607 kJmol）、CC键（720 kJmol）和C C（960 kJmol）键的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。 乙烯是在大约为500（高于甲烷和乙烷的生成温度）下生成的（虽然在较低的温度时也有少量生成）。乙炔的生成一般在8001200的温度，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合

10、的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下（低于800也会有少量的乙炔生成。 油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO2；CO和CO2能长期积累，成为显著数量。 油碳化生成碳粒的温度在500800。 哈斯特（Halsterd）用热动力学平衡理论计算出在热平衡状态下形成的气体与温度的关系。热平衡下的气体分压-温度关系见附录C（提示的附录）。4.2 固体绝缘材料的分解 纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105，完全裂解和碳化高于3

11、00，在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。 不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1。 分解出的气体形成气泡在油里经对流、扩散，不断地溶解在油中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时监视故障的发展情况。 在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。 

12、表l 不同故障类型产生的气体 故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4，C2H4H2，C2H6油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，CH4，COC2H2，C2H6，CO2油中火花放电H2，C2H2 油中电弧H2，C2H2CH4，C2H4，C2H4油和纸中电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H4 注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高（见4.3）。 4.3 气体的其他来源 在某些有些气体可能情况下，不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气过热的铁心层间油可膜裂解也生成氢。新的不锈部件中也可

13、能在钢加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中溶解有氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体而溶解于油中。油在阳光照射下也可以生成某些气体。设备检修时暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等。这时，如果不真空注油，油中CO2的含量则与周围环境的空气有关。 另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或极性开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中，或留在经油浸渍的固体绝缘

14、中；设备油箱带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。 这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。 5 检测周期 5.1 出厂设备的检测 66 kV及以上的变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。制造过程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定。5.2 投运前的检测 按表2进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。 表2 运行中设备的定期检测周

15、期 设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器电压330kV及以上容量240MVA及以上所有发电厂升压变3个月一次电压220 kV及以上容量120 MVA及以上6个月一次电压66 kV及以上容量8 MVA及以上1年一次电压66 kV以下容量8 MVA以下自行规定互感器电压66 kV及以上13年一次套管 必要时 注：制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期内不做检测。在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。 5.3 投运时的检测 按表2所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后一天（仅对电压330kV及以上的变压器和电抗器、或容量在120M

16、VA及以上的发电厂升压变）、4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。套管在必要时进行检测。5.4 运行中的定期检测 对运行中设备的定期检测周期按表2的规定进行。5.5 特殊情况下的检测 当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。 6 取样 6.1 从充油电气设备中取油样 概述 取样部位：应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可由不同的取样部位取样。 取样阀门

17、：设备的取样阀门应适合全密封取样方式的要求。 取样量：对大油量的变压器、电抗器等可为50 mL80 mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。 取样时间：应充分考虑到气体在油中扩散的影响。没有强油循环的设备，试验后应停放一段时间后再取样。 取油样的容器 应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取油样。当注射器充有油样时，芯子能按油体积随温度的变化自由滑动，使内外压力平衡。 取油样的方法 从设备中取油样的全过程应在全密封的状态下进行，油样不得与空气接触。 一般对电力变压器及电抗器可在运行中取油样。对需要设备停电取样时，应在停运后尽快取样。对于可能产生负压的密封设备，禁止在负压下取样，以防止负压进气

18、。 设备的取样阀门应配上带有小嘴的连接器，在小嘴上接软管。取样前应排除取样管路中及取样阀门内的空气和“死油”，所用的胶管应尽可能的短，同时用设备本体的油冲洗管路（少油量设备可不进行此步骤）。取油样时油流应平缓。 用注射器取样时，最好在注射器和软管之间接一小型金属三通阀，如图l所示。按下述步骤取样：将“死油”经三通阀排掉；转动三通阀使少量油进入注射器；转动三通阀并推压注射器芯子，排除注射器内的空气和油；转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器（不应拉注射器芯子，以免吸入空气或对油样脱气）。当取到足够的油样时，关闭三通阀和取样阀，取下注射器，用小胶头封闭注射器（尽量排尽小胶头内的空气）。整个操

19、作过程应特别注意保持注射器芯子的干净，以免卡涩。  1连接管；2三通阀；3注射器图l 用注射器取样示意图 6.2 从气体继电器放气嘴取气样 概述 当气体继电器内有气体聚集时，应取气样进行色谱分析。这些气体的组分和含量是判断设备是否存在故障及故障性质的重要依据之一。为减少不同组分有不同回溶率的影响，必须在尽可能短的时间内取出气样，并尽快进行分析。 取气样的容器 应使用经密封检查试验合格的玻璃注射器取气样。取样前应用设备本体油润湿注射器，以保证注射器滑润和密封。 取气样的方法 取气样时应在气体继电器的放气嘴上套一小段乳胶管，乳胶管的另一头接一个小型金属三通阀与注射器连

20、接（要注意乳胶管的内径与气体继电器的放气嘴及金属三通阀连接处要密封）。操作步骤和连接方法如图1所示：转动三通阀，用气体继电器内的气体冲洗连接管路及注射器（气量少时可不进行此步骤）；转动三通阀，排空注射器；再转动三通阀取气样。取样后，关闭放气嘴，转动三通阀的方向使之封住注射器口，把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来，然后再取下三通阀，立即改用小胶头封住注射器（尽可能排尽小胶头内的空气）。对继电器的取气管已引到地面的设备，要注意先排掉取气管内的油再取气样。 取气样时应注意不要让油进入注射器并注意人身安全。6.3 样品的保存和运输 油样和气样应尽快进行分析，为避免气体逸散，油样保存期不得超过4天，气

21、样保存期应更短些。在运输过程及分析前的放置时间内，必须保证注射器的芯子不卡涩。 油样和气样都必须密封和避光保存，在运输过程中应尽量避免剧烈振荡。油样和气样空运时要避免气压变化的影响。6.4 样品的标签 取样后的容器应立即贴上标签。推荐的标签格式见附录A（标准的附录）。 7 从油中脱出溶解气体 7.1 脱气方法分类 利用气相色谱法分析油中溶解气体必须将溶解的气体从油中脱出来，再注入色谱仪进行组分和含量的分析。目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。真空法由于取得真空的方法不同又分为水银托里拆里真空法和机械真空法两种。通用的仲裁法是水银托里拆里真空法。在线监测中也有用薄膜真

22、空脱气法的。 机械真空法属于不完全的脱气方法，在油中溶解度越大的气体脱出率越低，而在恢复常压的过程中气体都有不同程度的回溶。溶解度越大的组分回溶越多。不同的脱气装置或同一装置采用不同的真空度，将造成分析结果的差异。因此使用机械真空法脱气，必须对脱气装置的脱气率进行校核。7.2 脱气装置的密封性 脱气装置应保证良好的密封性，真空泵抽气装置应接入真空计以监视脱气前真空系统的真空度（一般残压不应高于40 Pa），要求真空系统在泵停止抽气的情况下，在两倍脱气所需的时间内残压无显著上升。用于溶解平衡法的玻璃注射器应对其密封性进行检查。7.3 脱气率 为了尽量减少因脱气这一操作环节所造成的分析结果的差异，

23、使用不完全脱气方法时，应测出所使用的脱气装置对每种被测气体的脱气率，并用脱气率将分析结果换算到油中溶解的各种气体的实际含量。各组分脱气率 的定义是：（1）式中：Ugi脱出气体中某组分的含量， LL； Uoi油样中原有某组分的含量， LL。 可用已知各组分的浓度的油样来校核脱气装置的脱气率。因受油的粘度、温度、大气压力等因素的影响，脱气率一般不容易测准。即使是同一台脱气装置，其脱气率也不会是一个常数，因此，一般采用多次校核的平均值。7.4 常用的脱气方法 溶解平衡法机械振荡法 溶解平衡法目前使用的是机械振荡方式，其重复性和再现性能实用满足要求。该方法的原理是：在恒温条件下，油样在和洗脱气体构成的

24、密闭系统内通过机械振荡，使油中溶解气体在气、液两相达到分配平衡。通过测试气相中各组分浓度，并根据平衡原理导出的奥斯特瓦尔德（Ostwnld）系数计算出油中溶解气体各组分的浓度。 奥斯特瓦尔德系数定义为：（2）式中：Coi在平衡条件下，溶解在油中组分i的浓度， LL； Cgi在平衡条件下，气相中组分i的浓度， LL； ki组分i的奥斯特瓦尔德系数。 各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数见表3。奥斯特瓦尔德系数与所涉及到的气体组分的实际分压无关，而且假设气相和液相处在相同的温度下。由此引进的误差将不会影响判断结果。 表3 各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数ki 标 准

25、温度，H2N2O2COCO2CH4C2H2C2H4C2H6GBT 176231998*500.060.090.170.120.920.391.021.462.30IEC 60599 1999*200.050.090.170.121.080.431.201.702.40500.050.090.170.120.090.400.901.401.80 * 国产油测试的平均值。 * * 这是从国际上几种最常用的牌号的变压器油得到的一些数据的平均值。实际数据与表中的这些数据会有些不同，然而可以使用上面给出的数据，而不影响从计算结果得出的结论。  真空法变径活塞泵全脱气法 真空法变径活塞泵全脱气法

26、是利用大气压与负压交替对变径活塞施力的特点（活塞的机械运动起了类似托普勒泵中水银反复上下移动多次扩容脱气、压缩集气的作用），借真空与搅拌作用并连续补入少量氮气（或氩气）到脱气室，使油中溶解气体迅速析出的洗脱技术。连续补入少量氮气（或氩气）可加速气体转移，克服了集气空间死体积对脱出气体收集程度的影响，提高了脱气率、基本上实现了以真空法为基本原理的全脱气。7.5 脱气装置的操作要点 脱气这一环节是油中溶解气体分析结果差异的主要来源。故要达到本标准8.6所要求的平行试验的一致性，必须首先保证脱气结果的重复性。 因脱气装置的结构不同，容量不同，故用油量不作统一规定，但同一装置的每次试验应尽可能使用同样

27、的油量。必须测出使用油样的体积和脱出气体的体积，至少精确到两位有效数字。 为了提高脱气效率和降低测试的最小检知浓度，对真空脱气法一般要求脱气室体积和进油样体积相差越大越好。对溶解平衡法在满足分析进样量要求的前提下，应注意选择最佳的气、液两相体积比。 脱气装置应与取样容器连接可靠，防止进油时带入空气。 气体自油中脱出后应尽快转移到储气瓶或玻璃注射器中去，以免气体与脱过气的油接触时，因各组分有选择性回溶而改变其组成。脱出的气样应尽快进行分析，避免长时间的储存，而造成气体逸散。 要注意排净前一个油样在脱气装置中的残油和残气，以免故障气体含量较高的油样污染下一个油样。 8 气体分析方法

28、60;8.1 分析对象 从油中得到的溶解气体的气样及从气体继电器所取的气样，均用气相色谱仪进行组分和含量的分析。分析对象为： 氢（H2）； 甲烷（CH4）；乙烷（C2H6）；乙烯（C2H4）；乙炔（C2H2）； 一氧化碳（CO）；二氧化碳（CO2）。 一般对丙烷（C3H8）、丙烯（C3H6）、丙炔（C3H4）（以上三者统称为C3）不要求做分析。在计算总烃含量时，不计C3的含量。如果已经分析出结果来，应做记录，积累数据。 氧（O2）、氮（N2）虽不做判断指标，但可为辅助判断，应尽可能分析。8.2 对气相色谱仪的要求 气相色谱仪应满足下列要求： a）色谱柱对所检测组分的分离度应满足定量分析要求。

29、b）仪器基线稳定，有足够的灵敏度。对制造厂由于新设备含气量较低，所用的色谱仪灵敏度要求较高，对运行中的设备通常含气量较高，不需要和制造厂试验时同样高的灵敏度。对油中溶解气体各组分的最小检知浓度要求见表4。 表4 色谱仪的最小检知浓度 LL 气体组分最小检知浓度出厂试验运行中试验C2H20.10.1H225CO2525CO22525  c）用转化法在氢火焰离子化检测器上测定CO、CO2时，应对镍触媒将CO、CO2转化为甲烷的转化率做考察。可能影响转化率的因素是镍触媒的质量、转化温度和色谱柱容量。 推荐适合上述分析要求的气相色谱仪流程图举例见表5。 表5 色

30、谱仪流程图举例 序号流程图说 明1一次进样，针阀调节分流比 TCD：检测H2O2（N2） FID1：检测烃类气体 FID2：检测CO、CO22一次进样，双柱并联二次分流控制 TCD：检测H2、O2（N2） FID：检测CO、CO2和烃类气体3一次可进样，利用六通阀自动切换 TCD：检测H2、O2（N2） FID：检测CO、CO2和烃类气体 注：TCD热导检测器；FID氢火焰离子化检测器；Ni甲烷转化器。  8.3 符号标志 本章中使用下述符号标志： Ai组分i在积分仪上给出的峰面积， V·s； Ais外标物组分i在积分仪上给出的峰面积， V·s

31、; Ci油中组分i的浓度， LL； Cis外标物中组分i的浓度， LL； Cig被测气体中组分i的浓度， LL； ki组分i的奥斯特瓦尔德系数； P脱出气体压力（脱气时的大气压），kPa； t试验时的室温，； Vg脱出气体在压力为101.3 kPa，温度为20时的体积，mL； Vg脱出气体在试验压力下，温度为t时的实测体积，mL； Vg试验压力下，50时的平衡气体体积，mL； Vo被脱气油在温度为20时的体积，mL； Vo被脱气油在温度为t时的实测体积，mL； Vo被脱气油在温度为50时的体积，mL； Vd自配标准气样时所用底气体积，mL； Vis自配标准气样时所取纯组分i气体的体积，mL；

32、i脱气装置对组分i的脱气率。8.4 气体分析步骤 进样 通常使用注射器进样。应选择气密性好并经校准的注射器，以保证良好的进样体积的准确性。对怀疑有故障的设备，至少应两次进样，取其平均值。 仪器的标定 用外标法对各组分进行定性和定量分析。用测量每个组分的保留时间对各组分定性。用测量其色谱峰面积或峰高进行定量。 影响色谱仪灵敏度的因素很多，为保证测试结果的准确性，应在仪器稳定的情况下，在分析的当天，用外标气样进行两次标定，取其平均值。两次标定的误差应符合8.6的要求。 外标气样要求： a）有国家计量部门认证的单位专门配制并经准确标定的混合气样。 b）对各测定组分有适当浓度（标准气样的参考浓度范围见

33、附录D（提示的附录）。 c）在有效期内使用。 自配标准气：是指用已知浓度的“纯”气样自行配制的“标准”气样。一般用于对氢气的标定。自配标准气样可以用特制的大容量配气瓶或100 mL玻璃注射器。以载气为底气，注入定量的“纯”气，混合均匀后即可使用。配气用的所有容器及注射器的真实容积都必须用蒸馏水称重法精确校准。 配好的气样一般不宜在配气容器中长时间储存，以免因气体逸散而影响标定的准确性。 自配标准气样的浓度按下式计算：（3） 为了提高分析的准确度，除氢以外，一律采用混合标准气样进行标定。 用注射器进样时，仪器的标定和组分测定必须用同一注射器，并且进样体积应相同，以减少误差。 色谱峰面积的测量 各

34、组分峰面积最好用积分仪测量，也可以用测量峰高和半高峰宽来计算。为保证半高峰宽测量的准确性，应采用较快的记录纸速，并最好采用读数放大镜。如果同一组分的半高峰宽在标定气体和所分析的样品浓度范围内变化不大，则可以只测量若干个该组分的半高峰宽，以其平均值作为计算的依据。 在使用工作站积分仪测量峰面积时应注意色谱峰处理参数设置要合理，要定期用外标气样校验保留时间。 分析结果的表示方法 a）油中溶解气体分析结果用在压力为101.3 kPa，温度为20下，每升油中所含各气体组分的微升数，以 LL表示。 气体继电器中的气体分析结果用在压力为101.3 kPa，温度为20下，每升气体中所含各气体组分的微升数，也

35、以 LL表示。 b）分析结果的记录符号： “0”表示未测出数据（即低于最小检知浓度）； “”表示对该组分未作分析。 c）实测数据记录两位有效数字。 d）对于脱出的气体应换算到压力为101.3 kPa，温度为20时的体积Vg。换算公式为：（4） e）对所用油样的体积也应换算到压力为101.3kPa，温度为20时的体积Vo。换算公式为：VoVol0.0008（20t）（5）式中：0.000 8油样的热膨胀系数。8.5 分析结果的计算 采用混合标气时，即外标物与被测组分一致时，采用下式计算各组分浓度Ci：（6） 溶解平衡法计算方法 a）将室温、试验压力下平衡的气体体积Vg校正到50、试验压力下的体积

36、Vg：（7） b）将室温、试验压力下的油样体积Vo校正到50试验压力下的体积Vo：VoVo10.000 8（50t）（8） c）按下式计算油中溶解气体各组分浓度：（9）式中：0.929油样中溶解气体从50校正到20时的校正系数。 真空法计算方法 a）按式（4）将在试验压力下，室温时的气体体积Vg校正到压力为101.3 kPa，温度为20下的体积Vg。 b）按式（5）将在试验压力下，室温时的油样体积Vo校正到压力为101.3 kPa，温度为20下的体积Vo。 c）计算油中溶解气体各组分的浓度Ci：（10） 气体继电器中气体浓度的计算方法 分析气体继电器中游离气体时，采用下式计算各组分气体浓度Ci

37、g：（11）8.6 试验结果的重复性和再现性 本试验方法从取油样到取得分析结果之间操作环节较多，应力求减少每个操作环节可能带来的误差。一般取两次平行试验结果的算术平均值为测定值。 对同一气样的多次进样的分析结果，应在其平均值的±1.5以内（可以C2H4为代表）。 应检验配气装置及操作方法的重复性，要求配气结果的重复性在平均值的±2.5以内。 对分析结果的重复性和再现性的要求是：同一试验室的两个平行试验结果，当C2H2含量在5 LL以下时，相差不应大于0.5 LL；对于其他气体，当含量在10 LL以下时，相差不应大于1 LL；当含量在10 LL以上时，不应大于平均值的10。不

38、同试验室间的平行试验结果相差不应大于平均值的30。8.7 检测油中溶解气体的其他仪器 便携式检测仪 便携式检测仪便于现场运行人员及时了解设备油中溶解气体的状况，作为进一步试验或检测的基础。 当要求准确地确定气体组分和含量时，要在实验室用气相色谱仪进行分析。 在线式监测仪 在线监测仪可以监视油中溶解气体含量，当检测仪的性能满足要求时，对设备出现某些的异常，可发出报警信号。 常用的在线监测仪根据测量对象，可分为三类：测氢气、测总可燃气（氢气、一氧化碳和总烃之和）和测烃类各组分等三种类型。 在线监测仪应能长期稳定运行，避免误报警。 在线监测仪应定期进行标定。 所有的在线监测仪在出现声光报警时，都必须

39、由实验室的气相色谱仪分析其组分和含量，再进行进一步判断。 9 故障识别 9.1 概述 正常运行下，充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障的情况下也会产生这些气体，这两种气体来源在技术上不能区分，在数值上也没有严格的界限。而且依赖于负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及与取样和测试的许多可变因素有关。因此在判断设备是否存在故障及其故障的严重程度时，要根据设备运行的历史状况和设备的结构特点以及外部环境等因素进行综合判断。有时设备内并不存在故障，而由于其他原因

40、，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源（见4.3）。 此外，还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵）的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。9.2 出厂和新投运的设备 对出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试验前后的两次分析结果，以及投运前后的两次分析结果不应有明显的区别。此外气体含量应符合表6的要求。 表6 对出厂和投运前的设备气体含量的要求 LL 气 体变压器和电抗器互 感 器套 管氢3050150乙炔000总烃201010 9.3 运行中设备油中溶解气体的注意值 油中溶解气体组分含量注意值 运行中设备内部油中气体含量超过表7、表8

41、所列数值时，应引起注意。 表7 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 LL 设 备气体组分含 量330 kV及以上220 kV及以卜变压器和电抗器总烃150150乙炔15氢150150一氧化碳（见10.3）（见10.3）二氧化碳（见10.3）（见10.3）套 管甲烷100100乙炔12氢500500 注 1 该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样（见第11章）。 2 关于电抗器的判断方法见9.3.1 b）。 表8 互感器油中溶解气体含量的注意值 LL 设 备气体组分含 量220 kV及以上110 kV及以下电流互感器总烃100100乙炔

42、l2氢150150电压互感器总烃100100乙炔23氢150150  在识别设备是否存在故障时，不仅要考虑油中溶解气体含量的绝对值，还应注意： a）注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析，查明原因。 b）对330 kV及以上的电抗器，当出现小于1 LL乙炔时也应引起注意；如气体分析虽己出现异常，但判断不至于危及绕组和铁心安全时，可在超过注意值较大的情况下运行。 c）影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多（见4.3），有的氢气含量虽低于表中的数值，有增长趋势，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增长趋势，也可判断为正常。

43、d）注意区别非故障情况下的气体来源，进行综合分析（见4.3）。 设备中气体增长率注意值 仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断的。因为故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不及时采取相应的措施，可能会发展成较严重的高能量的故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率。产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。 推荐下列两种方式来表示产气速率（未考虑气体损失）： a）绝对产气速率：即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算：（12）式中： 绝对产气速率，mLd； Ci2第二次取样测得油中某气体浓度， LL； Ci1第一次取样测得油中某气体浓

44、度， LL； t二次取样时间间隔中的实际运行时间（日），d； G设备总油量，t； 油的密度，tm3。 变压器和电抗器绝对产气速率的注意值如表9所示。 表9 变压器和电抗器的绝对产气速率的注意值 mLd 气体组分开 放 式隔 膜 式总烃612乙炔0.10.2氢510一氧化碳50100二氧化碳100200 注：当产气速率达到注意值时，应缩短枪测周期，进行追踪分析。  b）相对产气速率：即每运行月（或折算到月）某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算：（13）式中： 相对产气速率，月； Ci2第二次取样测得油中某气体浓度， LL； Ci1第一次取样测得油中某气

45、体浓度， LL； t二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。 相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。 产气速率在很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度。应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。 对于发现气体含量有缓慢增长趋势的设备，应适当缩短检测周期，以便监视故障发展趋势。 10 故障类型判断 10.1 特征气体法 根据第4章所述的基本原理和表1所列的不同故障类型产生的气体可推断没备的故障类型。10.2 三比值法

46、 在热动力学和实践的基础上，推荐改良三比值法作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用五种气体的三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型判断方法见表10和表11。 表10 编码规则 气体比值范围比值范围的编码C2H2C2H4CH4H2C2H4C2H4<0.10100.1110013l213222 表11 故障类型判断方法 编 码 组 合故障类型判断故 障 实 例（参考）C2H2C2H4CH4H2C2H4C2H6001低温过热（低于150）绝缘导线过热，注意CO和CO2含量和CO2CO值20低温过热（150300）分接开关接触不良，

47、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接等21中温过热（300700）0，l，22高温过热（高于700）10局部放电高湿度，高含气量引起油中低能量密度的局部放电10，10，1，2低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电20，l，2低能放电兼过热20，10，1，2电弧放电线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等20，1，2电弧放电兼过热  利用三对比值的另一种判

48、断故障类型的方法，是溶解气体分析解释表和解释简表，见表12和表13。表12是将所有故障类型分为六种情况，这六种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型可稍有不同。表12中还显示了D1和D2之间的某些重叠，而又有区别，这说明放电的能量有所不同，因而必须对设备采取不同的措施。 表13给出了粗略的解释，对于局部放电，低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。 表12 溶解气体分析解释表 情 况特 征 故 障C2H2C2H4CH4H2C2H4C2H6PDD1D2T1T2T3局部放电（见注3）低能量局部放电高能量局部放电热故障t300热故障300

49、t700热故障t700NS1）10.62.5NS1）0.10.22）0.10.10.50.111但NS1）1110.2121144 1）NS表示无论什么数值均无意义。 2）C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1 000。 注 1 上述比值在不同地区可稍有不同。 2 以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常增长率时计算才有效（见）。 3 在互感器中CH4HH20.2时为局部放电。在套管中CH4H20.7为局部放电。 4 气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征，可认为是混合故障或一种新的故障。 这个新的故障包含了高含量的背景气体水平（见）。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用附录E中的图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。 表13 溶解气体分析解释